Материал: Уфимский государственный нефтяной технический университет
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
1 Построение схемы (плана) куста
1.1 Построение схемы расположения устьев скважин
1.2 Определение очередности бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков
2 Расчет и построение профиля наклонной скважины
2.2 Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность искривления)
2.3 Выбор компоновок для бурения наклонных скважин
2.4 Расчет профилей наклонно-направленных скважин
2.5 Расчет профиля скважины с горизонтальным окончанием
3 Построение фактических плана и профиля скважины
4 Прогноз попадания ствола наклонно-направленнойскважины в круг допуска
5 Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно-направленной скважины
5.1 Определение величины корректировки азимутаи зенитного угла
5.2 Корректировка направления ствола скважинынеориентируемыми компоновками
5.3 Корректировка параметров кривизныс помощью ориентируемых компоновок
6 Ориентирование отклоняющих компоновок
6.2 Ориентирование при прямом методе
6.3 Ориентирование при косвенных методах
Указанным требованиям наиболее полно отвечает трехинтервальный профиль, состоящий из участков: 1) вертикального, 2) набора зенитного угла, 3) наклонно-прямолинейного — расположенных в вертикальной плоскости, проходящей черед устье и проектный забой скважины. Однако бурение наклонно-прямолинейного ствола требует применения жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклонном стволе, особенно с большим зенитным углом, затруднено центрирование обсадной колонны, что снижает качество ее крепления. Поэтому на практике наряду с трехинтервальным достаточно широко применяется четырехинтервальный профиль, включающий, кроме трех вышеназванных, еще участок естественного спада величины зенитного угла.
Трехинтервальный профиль (с наклонно-прямолинейным участком) применяется на газовых месторождениях севера Тюменской области.
Большая часть нефтяных скважин бурится по четырехинтервальному профилю.
Если проектный зенитный угол невозможно набрать за одно долбление (проходка на долото меньше длины участка, либо на участке набора зенитного угла происходит смена диаметра долота), целесообразно бывает использовать профиль, включающий два участка набора зенитного угла. Ориентируемой компоновкой формируется участок с достаточно высокой интенсивностью искривления, на котором набирается зенитный угол ≥ 5°. Затем при помощи прямой неориентируемой компоновки набирается необходимый зенитный угол.
Рисунок 5 — Наиболее часто применяемые профили скважин.
Если отход невелик, и зенитный угол в конце участка набора зенитного угла не превышает 15–20º, возможно применение трехинтервального профиля без участка стабилизации.
Скважины с горизонтальным окончанием (ГС) чаще всего проводятся по пятиинтервальному профилю, включающему 1) вертикальный участок, 2) первый участок набора зенитного угла, 3) участок стабилизации (наклонно-прямолинейный), 4) второй участок набора зенитного угла, 5) горизонтальный участок. Перечисленные типы профилей показаны на рис. 5.
2.2 Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность искривления)
На величину кривизны наклонных скважин накладываются определенные требования, связанные с обеспечением проходимости по стволу скважины забойных двигателей, УБТ, обсадных труб при строительстве скважины и нормальной работы насосного оборудования (ЭЦН, ШГН) при ее эксплуатации. Подробно об этом говорится в [6]. В Башкортостане интенсивность искривления не должна превышать 1,5°/10 м на участке набора зенитного угла и 3°/100 м в интервале установки ЭЦН [8].
В Западной Сибири эти нормы практически такие же — 1,5°/10 м в интервале набора зенитного угла, 3° по зенитному и 4° по азимутальному углам на 100 м в интервале стабилизации, 5° на 100 м на участке уменьшения зенитного угла [4].
Следует отметить, что норматив предельного изменения азимута без указания величины зенитного угла не имеет смысла.
Радиус кривизны пространственно искривленного участка определяется по формуле:
, где Δα, Δφ — соответственно, изменение зенитного угла и азимута на отрезке Δl (рад);
— средний зенитный угол на участке L.Из следует, что при малых зенитных углах даже существенное изменение азимута практически не влияет на кривизну.
В случае отсутствия изменения азимута при бурении на определенном интервале
радиус кривизны определяется по формуле:
. Для того, чтобы найти связь интенсивности изменения зенитного угла на определенном участке и соответствующего радиуса кривизны этого участка, необходимо воспользоваться определением интенсивности.
Под интенсивностью i изменения зенитного угла скважины понимается изменение зенитного угла при проходке участка скважины длиной 1м. Формульно эта зависимость выражается
, откуда следует, что зависимость интенсивности изменения зенитного угла от радиуса имеет вид:
.
На практике обычно используют значения углов, выраженных в градусах. Связь между изменением зенитного угла, выраженного в радианах () и в градусах ('):
.
Интенсивность изменения зенитного угла в связи с ее небольшой величиной принято выражать в градусах на 10 м (i10) или в градусах на 100 м (i100). При расчетах радиуса искривления необходимо не забывать об этом, а также учитывать :
Ограничения на интенсивность искривления скважин на различных участках можно выразить через радиусы кривизны этих участков:
1) на участке набора зенитного угла
;
2) на участке уменьшения зенитного угла
;
3) в интервале установки насосного оборудования (ЭЦН)
.
КНБК, применяемые для бурения вертикальных участков, должны обеспечивать достаточную вертикальность ствола скважины, исключающую возможность встречи стволов соседних скважин и свободное прохождение обсадных колонн. Это достигается применением отвесных или
Таблица 1
На практике обычно используют значения углов, выраженных в градусах. Связь между изменением зенитного угла, выраженного в радианах () и в градусах ('):
. Интенсивность изменения зенитного угла в связи с ее небольшой величиной принято выражать в градусах на 10 м (i10) или в градусах на 100 м (i100). При расчетах радиуса искривления необходимо не забывать об этом, а также учитывать :
Ограничения на интенсивность искривления скважин на различных участках можно выразить через радиусы кривизны этих участков:
1) на участке набора зенитного угла
;2) на участке уменьшения зенитного угла
;3) в интервале установки насосного оборудования (ЭЦН)
.2.3 Выбор компоновок для бурения наклонных скважин
2.3.1 КНБК для бурения вертикальных участков
КНБК, применяемые для бурения вертикальных участков, должны обеспечивать достаточную вертикальность ствола скважины, исключающую возможность встречи стволов соседних скважин и свободное прохождение обсадных колонн. Это достигается применением отвесных или
Таблица 1
| Диаметр долота, мм | 490 | 393,7 | 295,3 | 269,9 | |
| Диаметр обсадных труб, мм | 426 | 323,9 | 244,5 | 219 | |
| наддолотный элемент | минимальный диаметр, мм | 387 | 281 | 220 | 200 |
| минимальная длина, м | 3,7 | 2,5 | 1,0 | 1,0 | |
жестких компоновок, включающих наддолотные элементы соответствующих размеров (табл. 1).
Кроме того, жесткость элементов КНБК должна быть не менее жесткости опускаемых обсадных труб (табл. 2 и 3).
Таблица 2
Данные о жесткости обсадных труб
| Диаметр обсадных труб, мм | 426 | 323,9 | 244,5 | 219,1 | 166,3 | 139,7 | 127 | |||||||
| Толщина стенки, мм | 10 | 12 | 9 | 12 | 7 | 14 | 7 | 14 | 7 | 13 | 6 | 12 | 6 | 9 |
| Жесткость, МН·м2 | 60,7 | 72,6 | 23,4 | 30,4 | 7,8 | 13,4 | 7,8 | 13,4 | 2,4 | 4,0 | 1,2 | 2,1 | 0,9 | 1,2 |
Таблица 3
Данные о жесткости УБТ и забойных двигателей
| Размер УБТ, забойных двигателей, мм | 254×100 | 229×90 | 203×80 | 178×71 | 178×57 | 165×71 | 165×57 | 146×57 | 108×46 | 3ТСШ 240 | 3ТСШ 195 | ТПС–172 | Д 127 |
| Жесткость, МН·м2 | 41,8 | 27,6 | 17,0 | 10,0 | 10,2 | 7,4 | 7,5 | 4,5 | 1,3 | 23,3 | 9,6 | 4,5 | 1,4 |
Подробнее о КНБК для бурения вертикальных участков см. в [1, 2].
Таблица 4
Компоновки бурильных колонн для бурения вертикальных участков ствола скважины
| Компоновка бурильной колонны |
| Долото диаметром 490 мм; КЛС 393,7390 2 шт.; УБТ 279 – 8 м; Ц 390360; УБТ 229 – 8 м; УБТ 203 – 25 м; УБТ 178 – 50 м; БТ |
| Долото диаметром 393,7 мм; КЛС 393,7 или КЛС 295,3 — 2 шт.; УБТ 279248 – 8 м; Ц 393370; УБТ 229 – 8 м; УБТ 203 – 25 м; УБТ 178 – 50 м; БТ |
| Долото диаметром 393,7 мм; КЛС 295,3; КЛС 295,3; ТСШ 240; Ц 393370; УБТ 203 – 25 м; УБТ 178 – 50 м; БТ |
| Долото диаметром 295,3 мм; УБТ 254229 – 8 м УБТ 203 – 25 м; УБТ 178 – 50 м; БТ |
| Долото диаметром 295,3 мм; 3ТРХ 240 (3ТСШ 240); УБТ 203 – 25 м; УБТ 178 – 50 м; БТ |
| Долото диаметром 215,9 мм; УБТ 178 – 120 м; БТ |
| Долото диаметром 215,9 мм; 3ТРХ 195 (3ТСШ1–195); УБТ 178 – 50 м; БТ |
Состав некоторых КНБК, применяемых в Западной Сибири и рекомендуемых в [2], приведены в табл. 4.
Следует отметить, что при небольшой длине вертикального участка (50, 100, 150 м) можно использовать более простые КНБК без опорно-центрирующих элементов или с меньшим их количеством.
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/17164